无安全压力窗口裂缝性地层五步压回法压井方法

2018-12-25滕学清孙宝江张耀明王志远刘洪涛吕开河

石油钻探技术 2018年6期

滕学清，孙宝江，张耀明，王志远，刘洪涛，吕开河

(1.中国石油塔里木油田分公司油气工程研究院，新疆库尔勒 841000；2.中国石油大学(华东)石油工程学院，山东青岛 266580)

我国裂缝性油气藏资源丰富，广泛分布在塔里木盆地、柴达木盆地和四川盆地等陆相盆地中，具有重要开采价值[1-2]。据统计，我国裂缝性油气藏探明地质储量高达325×108t，油气年产量已超1 400×104t[3]，对我国石油工业的稳定发展具有重要作用。

井喷和井漏问题是影响裂缝性储层安全钻进的重要因素[4]。这主要是因为裂缝性地层具有压力敏感性特征，安全压力窗口非常窄，甚至有的裂缝性储层无安全压力窗口，导致钻井过程中极易出现气侵和井漏等井下故障[3,5]。目前，处理气侵的常规压井方法主要有司钻法和工程师法等，但这些压井方法主要适用于安全压力窗口较大的储层[6-7]，若用于无安全压力窗口的裂缝性储层，会加剧地层的漏失(越压越漏)，进而引起更严重的气侵，导致井口回压过高，不仅不能解决气侵或井喷问题，甚至可能会污染储层，影响油气采收率[8-9]。例如，塔里木油田迪那2井在钻进无安全压力窗口裂缝性地层时发生气侵，应用正循环法压井过程中导致井口回压过高(达70 MPa)，致使节流阀失效后发生井喷。压回法是一种解决无安全压力窗口裂缝性地层气侵的压井方法，该方法通过地面压井管汇向井内泵入压井液将侵入环空的流体原路压回裂缝性地层，利用压井液的静液柱压力重新平衡地层压力[10-11]。目前，国内外针对应用压回法处理无安全压力窗口裂缝性地层气侵的研究还较少，且采用压回法压井过程中，关键参数选择大多以经验为主，缺乏相应的理论设计方法。为此，笔者提出了一种适用于无安全压力窗口裂缝性地层的五步压回法压井方法，该方法主要包括压井和堵漏2个过程，可以快速将侵入井筒的气体压回地层，并重建安全压力窗口，从而实现无安全压力窗口裂缝性地层的安全钻进。五步压回法压井方法已在塔里木油田进行了推广应用，并取得了良好的现场应用效果，为该油田实现连续13年零井喷事故提供了有力保障。

1 五步压回法压井工艺原理

适用于无安全压力窗口裂缝性地层的五步压回法压井方法属于非常规压井方法，主要原理是：通过地面压井管汇向井内泵入压井液将侵入环空的气体原路压回地层，并经由钻柱向漏失地层泵入堵漏液封堵裂缝来提高地层承压能力，从而重新建立安全压力窗口。基本原理如图1所示。

图1 五步压回法压井基本原理示意Fig.1 Basic principles of the five-step bullheading killing well control method

五步压回法压井工艺主要包括挤压转向、平稳压回、逐步刹车、吊灌稳压和堵漏承压5个步骤，工艺流程如图2所示。

图2 五步压回法压井工艺流程Fig.2 Process of five-step bullheading killing method

1) 挤压转向。首先，确定压井液密度；然后，根据气液两相流动理论计算气体在压井液中的滑脱上升速度而确定临界压井液排量；最后，启动钻井泵，通过压裂车组向环空注入压井液，在低排量试挤安全的前提下增大压井液排量，进而实现侵入环空的气体运动方向转向，即由向上运移转为向下运移，如图1(a)所示。

2) 平稳压回。当侵入环空的气体运动方向转向后，保持压井液排量稳定，持续向环空注入压井液，将侵入环空的气体平稳压回地层。同时，实时监测井口套压变化情况，判断侵入气体是否被全部压回地层。

3) 逐步刹车。向环空不断注入压井液并超过环空体积后，井口套压会逐渐减小至一定值并保持不变，则表明侵入环空中的气体被成功压回地层。此时，逐步减小压井液排量来延长停泵过程，直至完全停泵，以避免突然停泵引起的压井液惯性漏失及二次气侵的发生。

4) 吊灌稳压。停泵后，通过多次上提作业将钻具提至套管鞋内，为注入堵漏液做准备。每次上提钻具后均需重新启动钻井泵，向环空注入压井液来弥补钻具上提、抽汲效应及漏失等引起的环空液面下降，以利于观察环空中压井液液面，并防止气侵的再次发生。

5) 堵漏承压。最后，启动钻井泵，从钻柱向漏失层位注入堵漏液(如图1(b)所示)，利用堵漏材料颗粒之间的桥接作用封堵漏失裂缝，以提高地层的承压能力，进而重新建立安全压力窗口。堵漏完成后，关钻井泵，关闭压井管汇，五步压回法压井施工结束。

2 五步压回法压井关键参数计算方法

五步压回法压井关键参数主要包括临界压井液排量、漏失压差、吊灌稳压排量、井口套压及安全压力窗口等。

2.1 临界压井液排量的计算

在压回法压井过程中，只有当压井液向下流动的速度大于侵入环空气体滑脱上升的速度时，才能实现气体向下运移的目的。因此，侵入环空气体的滑脱上升速度即为临界压井液流速。图3所示为泡状流条件下不同直径气泡滑脱上升速度的试验结果[12]。从图3可以看出，不同直径气泡的滑脱上升速度不同，气泡直径越大，其滑脱上升速度越大。

图3 泡状流条件下不同尺寸气泡的上升速度Fig.3 Rising speed of bubbles with different sizes under the condition of bubble flow

研究表明，侵入环空气体在压井液中上升速度最大的是泰勒泡[13]，只要能把泰勒泡压回地层，则其余气体也就能被压回地层。因此，侵入环空气体在压井液中的最大滑脱上升速度采用段塞流上升速度公式计算[14]：

(1)

式中：vs为侵入环空气体在压井液中的滑脱上升速度，m/s；g为重力加速度，m/s2；ρL为压井液密度，kg/m3；ρg为侵入环空气体的密度，kg/m3；D为水力直径，m；C为无因次常数。

C可以由Barnea模型[15]计算：

C=0.172 5[(π+1)+K(π-1)]0.5

(2)

(3)

式中：Dto为钻柱外径，m；Dci为套管内径，m。

根据计算得到的气体滑脱上升速度可以确定压井液排量。压回法压井过程中的压井液排量与气体滑脱上升速度成正比，同时也与套管鞋破裂压力、油/套管抗内压强度和地层破裂压力相关，其计算公式为：

KsvsA

(4)

式中：Ks为安全余量系数，通常取1.2～1.5；A为环空截面积，m2；Q为压井液排量，m3/s；Q1为压井液注入设备最大允许注入排量，m3/s；Q2为套管鞋处地层破裂压力最大允许压井液排量，m3/s；Q3为油/套管抗内压最大允许压井液排量，m3/s；Q4为井底地层破裂压力最大允许压井液排量，m3/s。

2.2 漏失压差的计算

漏失压力模型主要包括统计学模型和动力学模型2类[16-18]，前者需要依靠大量的样本统计[19]，后者由于参数少、与其他因素(如密度、排量和缝宽等)的关系更清晰，因此具有更好的适应性。

漏失压差即钻井液或压井液向裂缝中漏失的渗流阻力，其计算公式为：

(5)

式中：Δp为漏失压差，MPa；f为压井液在裂缝中的漏失摩阻系数；vf为压井液在裂缝中的流动速度，m/s；l为压井液进入裂缝的深度，m；W为裂缝宽度，m。

压井液在裂缝中的漏失摩阻系数与其雷诺数呈指数关系，即：

(6)

根据质量守恒原理，压井液进入裂缝的深度计算公式为：

(7)

式中：H为漏失层厚度，m；β为裂缝密度，m-1；Hfr为裂缝高度，m。

由式(5)—式(7)可得，漏失压差的计算公式为：

(8)

式中：K为经验系数；Δp0为临界漏失压差，MPa。

裂缝密度可通过现场取心资料获取，若裂缝密度未知，则漏失压差的计算公式为：

(9)

式中：K′为经验系数。

研究区含盖奥陶系、石炭系、二叠系不同时期的沉积地层.每个地层中均可采到古生物化石.如在奥陶系石灰岩中可采到角石化石，在石炭-二叠系地层中可采到羊齿类植物化石等.特别是在石炭-二叠系地层中，不仅化石种类多、数量大，且采集方便，主要有：芦木化石、轮木化石、栉羊齿化石、翅羊齿化石、昆虫幼虫化石(图2)等.

需要特别指出的是，式(7)—式(9)中K，K′，Δp0和a均为经验系数，可根据现场漏失压差数据回归拟合得到。

2.3 吊灌稳压排量的计算

在钻具上提过程中，环空液面下降、抽汲效应以及环空压井液漏失都将引起井底压力降低，因此需不断注入压井液以稳定井底压力并观察环空中压井液液面，从而防止气侵再次发生。此时，压井液的注入排量(即吊灌稳压排量)计算公式为：

(10)

式中：Qsp为吊灌稳压排量，m3/s；vp为起钻速度，m/s；Qloss为吊灌稳压过程中的井底漏失速率(可通过吊灌过程中的漏失压差和式(9)反算得出)，m3/s。

式(10)中等号右边的3项分别表示上提钻具时环空液面下降、环空压井液漏失及抽汲效应引起的压井液损失。

2.4 压回过程中井口套压的计算

在压回法压井过程中，井筒上部为纯压井液段，下部为侵入气体和钻井液的气液混合段。随着压井液将侵入环空的气体逐渐压回地层，环空中流体的密度逐渐增大(即静液柱压力增大)，井口套压会逐渐降低。当侵入气体全部被压回地层时，环空套压将降低至一定值并保持不变。整个压回过程中井口套压的计算公式为：

(11)

式中：pt为井口套压，Pa；pwf为井底压力(可由地层压力和漏失压差确定)，Pa；ρm为环空气液混合段的等效密度，kg/m3；h1为压井液段长，m；h2为气液混合段段长，m；fm为环空气液混合段的等效摩阻系数；vm为环空气液混合段的等效流动速度，m/s。

其中，ρm，fm和vm采用孙宝江等人[20]提出的七组分多相流动模型进行含气率和含液率预测，然后进行气液加权计算。

2.5 安全压力窗口的计算

堵漏承压作业结束后，地层承压能力得到提高，重建了安全压力窗口，其计算公式为：

Δps=pb-max{pc,pp}

(12)

式中：Δps为堵漏承压后的安全压力窗口，MPa；pb为堵漏承压后的地层破裂压力，MPa；pc为地层坍塌压力，MPa；pp为地层孔隙压力，MPa。

3 现场应用

2005年以前，塔里木油田在处理无安全压力窗口裂缝性地层气侵时采用正循环压井方法，在压井过程中存在井口回压高(最高达70 MPa)、压井周期长(平均10.5 d)、易发生井喷事故(1990—2005年，平均每年有1口井发生井喷)等问题，特别是迪那2井、塔中823井因发生井喷造成了巨大损失。2006年以后，塔里木油田采用常规循环法和五步压回法相结合的压井方法，控制了1 138井次溢流和38次井控险情，大大提高了压井成功率，且平均压井周期缩短至1.5 d，节省了大量钻井液，为该油田实现连续13年零井喷事故提供了有力保障。

为进一步研究五步压回法压井关键参数变化规律，以塔里木油田应用五步压回法压井方法的某井为例，进行了五步压回法压井模拟及验证。该井所用的钻柱内径为101.6 mm、外径为127.0 mm，套管内径为215.9 mm，漏失层深度为3 500.00 m、厚度为50.00 m，平均裂缝宽度为0.2 mm，压井液黏度为25 mPa·s、密度为1 720 kg/m3，关井后的套压为44.30 MPa。通过计算可知，压回法压井过程中能够实现侵入气体运动方向转向的临界压井液流速为0.697 m/s，排量为60.052 m3/h。在该排量下压井液的雷诺数Re=4 135>2 000，压井液在环空中的流态为紊流，能够满足压井液整体推进不发生窜槽的要求。

根据塔里木油田某地区漏失压差与漏失速率的统计数据(见表1)，利用回归统计方法进行了数据拟合，结果如图4所示，得到漏失压差的计算公式为：

表1 塔里木油田某地区漏失速率与漏失压差数据

图4 塔里木油田某地区漏失速率和漏失压差拟合曲线Fig.4 Fitting curve of the leakage rate and leakage pressure difference in one area of the Tarim Oilfield

在当前压井液排量为60.052 m3/h的条件下，利用式(13)可以计算出该地区裂缝性地层漏失压差为17.15 MPa，不发生漏失(Q=0)时的最大漏失压差约为0.310 9 MPa。由此可知，相对于常规渗透性地层，裂缝性地层的漏失压差更小，在钻进过程中更容易发生漏失。

通过对五步压回法压井过程的模拟，得到了压井过程中套压随时间的模拟变化曲线，并与现场实测数据进行了对比，如图5所示。从图5可以看出：t0—t1时间段为挤压转向阶段，由于压井液注入导致套压突然升高直至气泡运动方向发生转向；t1—t2时间段为平稳压回阶段，随着侵入气体逐渐被压回地层，套压逐渐下降，并降至一定值后不再下降，此时侵入气体已经完全被压回地层；t2—t3时间段为逐步刹车阶段，通过逐步减小压井液排量，环空摩阻逐渐减小，套压随之逐渐减小；t3—t4时间段为吊灌稳压阶段，钻具上提、抽汲压力及压井液漏失均会引起套压升高，通过钻柱注入压井液可以基本保持井口套压稳定；t4—t5时间段为堵漏承压阶段，随着堵漏液被不断注入漏失地层，地层漏失压差增大，套压逐渐升高。当套压趋于平稳不再增加后，表示堵漏承压完成，重建了安全压力窗口，可以继续安全钻进。

图5 五步压回法压井过程中套压随时间的模拟变化曲线与实测数据的对比Fig.5 Comparison of the simulated curve of the casing pressure with time and measured data during the five-step bullheading well control process

从图5还可以看出，模拟结果与现场实测数据吻合得较好，套压误差保持在10%以内。由此可见，五步压回法压井方法可以有效控制无安全压力窗口裂缝性地层的气侵问题，实现安全压井。